基于2口井140 m连续岩心观察及上千余块次样品测试数据,应用非常规油气地质理论,对渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段（Ek21）细粒页岩层系基本石油地质特征进行系统分析。研究表明,页岩层系发育长英质页岩、灰云质页岩与碳酸盐岩3种岩类,组合形成互层状集合体;相对稳定的封闭环境下发育优质烃源岩,为页岩油富集奠定了物质基础;方沸石粒间孔、白云石晶间孔及层间微裂缝使致密碳酸盐岩、灰云质页岩、长英质页岩成为有效储集层,其中脆性矿物含量大于70%;Ek21下部高丰度纹层状页岩层系为页岩油富集层段,累计厚度70 m,埋藏深度2 800~4 200 m,平均含油饱和度50%,甜点分布面积达260 km2,预测资源量过5×108 t,是沧东凹陷孔店组石油勘探的重要接替领域。目前KN9页岩油直井改造后2 mm油嘴日产油29.6 t,水平井体积压裂正在实施,有望在中国东部实现陆相页岩油的勘探重大突破。图9表2参28
A deep understanding of the basic geologic characteristics of the fine-grained shale layers in the Paleogene 1st sub-member of Kong 2 Member (Ek21) in Cangdong sag, Bohai Bay Basin, is achieved through observation of 140 m continuous cores and systematic analysis of over 1 000 core samples from two wells. Basic geological conditions for shale oil accumulation are proposed based on the unconventional geological theory of oil and gas. The shale rock system mainly developed interbedded formation of felsic shale, limy and dolomite shale and carbonates; high quality hydrocarbon source rock formed in the stable and closed environment is the material base for shale oil enrichment; intergranular pores in analcite, intercrystalline pores in dolomite and interlayer micro-fractures make tight carbonate, limy and dolomite shale and felsic shale effective reservoirs, with brittle mineral content of more than 70%; high abundance laminated shale rock in the lower section of Ek21 is rich in shale oil, with a total thickness of 70 m, burial depth between 2 800 to 4 200 m, an average oil saturation of 50%, a sweet spot area of 260 km2 and predicted resources of over 5×108 t. Therefore, this area is a key replacement domain for oil exploration in the Kongdian Formation of the Cangdong sag. At present, the KN9 vertical well has a daily oil production of 29.6 t after fracturing with a 2 mm choke. A breakthrough of continental shale oil exploration in a lacustrine basin is expected to be achieved by volume fracturing in horizontal wells.
近年来渤海湾盆地沧东凹陷页岩油勘探获得较大突破, KN9、GD6× 1等多口井相继获得工业油流, 证实传统陆相烃源岩区的页岩层系也具备良好的勘探前景。为了有效解决页岩油勘探的地质认识瓶颈, 在沧东凹陷中低斜坡湖相页岩沉积区G108-8和GD14这2口井连续取心565 m, 其中古近系孔店组二段一亚段（Ek21）取心140 m。本文在岩心精细描述、上千块次样品化验分析的基础上, 重点针对Ek21页岩层系开展岩性、烃源岩特性、物性、含油性、脆性等方面的系统分析, 明确页岩油基本地质特征, 指出页岩油效益勘探的关键技术途径。
为深入认识Ek21SQ⑨页岩层系地质特征, 选取G108-8井和GD14井针对SQEk21取心140 m, 对其进行详细的岩心描述, 并对千余块次样品开展岩性、烃源岩特性、物性、含油性、脆性等分析。测试由中国石油大学（华东）山东省高校盆地分析与油气储层地质重点实验室和重质油国家重点实验室共同完成。
X射线衍射（XRD）分析仪器为X'pert Pro MPD, 使用CuKα 射线, 实验条件为电压40 kV, 电流40 mA, 2θ （矿物衍射角）测量范围5° ~60° , 2θ 采样步宽0.016° ; 物性分析仪器分别是QKY-Ⅱ 型气体孔隙度仪、STY-Ⅱ 气体渗透率测量仪, 精度分别是0.5%和0.01× 10-3 μ m2, 测量压力分别为0.7 MPa和1.0 MPa; 含油饱和度分析仪器为GLY-2型岩心饱和度干馏仪, 工作温度为常温至600 ℃, 干馏精度：干馏水, ± 3%; 干馏油, ± 5%。分析数据如图2— 图3所示。
虽然宏观上无优势矿物, 但纵向上不同准层序矿物富集程度及岩类组合不同, G108-8井Ek21SQ⑨-1为白云岩、灰云质页岩的互层, 白云岩累计厚14 m, 占比56%, 平均单层厚0.6 m; Ek21SQ⑨-2为白云岩、灰云质页岩和长英质页岩互层, 各占约1/3; Ek21SQ⑨-3为灰云质页岩夹长英质页岩, 灰云质页岩厚9 m, 占比69%; Ek21SQ⑨-4为白云岩、灰云质页岩互层, 灰云质页岩厚8 m, 占比57%, 白云岩厚6 m, 占比43%; Ek21SQ⑨-5未取心, 测井特征显示主要为灰云质页岩（见图2）。GD14井自下而上长英质页岩含量逐渐增加, Ek21SQ⑨-3主要为长英质页岩, 厚9.5 m, 占比86%（见图3）。
石英、方解石、白云石以及方沸石等脆性矿物含量越高, 岩石脆性越强, 压裂过程中越易形成复杂裂缝网络, 越有利于后期开发。中国湖相页岩层系脆性矿物含量总体较高, 可达40%以上, 而沧东凹陷G108-8井及GD14井Ek21SQ⑨页岩层系脆性矿物含量分别高达71.8%和50.3%, 岩石力学实验分析白云岩弹性模量为26.6 MPa, 泊松比为0.20, 表明Ek21SQ⑨页岩层系具有较好的压裂改造性。
页岩层系细粒沉积岩整体为好— 很好烃源岩。Ek21SQ⑨层段356块样品统计表明, 有机碳含量（TOC）为0.3%~12.9%, 平均3.6%; 生烃潜量（S1+S2）为0.2~73.0 mg/g, 平均24.0 mg/g。受岩性影响, 长英质页岩和灰云质页岩的烃源岩品质好, TOC值及（S1+S2）值高（见图5）。很好烃源岩（TOC值大于2%、（S1+S2）值大于5 mg/g）样品占70%, 而非烃源岩（TOC值小于0.5%, （S1+S2）值小于0.5 mg/g）仅占3%。纵向上, 不同准层序烃源岩品质不同, G108-8井Ek21SQ⑨-2和Ek21SQ⑨-3烃源岩品质最好, 其次为Ek21SQ⑨-1和Ek21SQ⑨-4, TOC平均值分别为4.6%, 4.1%, 3.2%和1.3%, Ek21SQ⑨-1白云岩含量虽然较高, 但与之互层的烃源岩品质并不差, 其TOC值最高可达12.9%（见图2）。优质烃源岩的形成与高位期贫氧还原、咸水的封闭环境紧密相关（V/（V+Ni）值大于0.6, Sr/Ba值大于1）, 有利于湖盆中部有机质的保存与富集。
Ek21烃源岩有机质类型好, 干酪根以Ⅰ 型和Ⅱ 1型为主, 占比分别达到69%和13%; 成熟度适中, Ro值一般为0.68%~1.16%, 正处于大量生油阶段。热模拟结果显示, 该套优质烃源岩不仅生烃期早, 而且滞留烃量大, Ro值小于0.5%的低熟阶段产烃率约150 mg/g, 成熟阶段最高产烃率可达560 mg/g, 平均约300 mg/g, 烃源岩滞留烃高达400 mg/g, 平均可达到200 mg/g。研究区烃源岩Ro值为0.6%~1.1%的热演化阶段内, 滞留烃与排出烃之比约2∶ 1。计算表明, Ek21烃源岩内滞留烃量可以达到13.9× 108 t, 页岩油勘探潜力大（见图6）。
页岩层系灰云质页岩整体致密, Ek2190块样品分析表明, 孔隙度一般为1.0%~9.0%, 平均值为3.4%; 渗透率一般为（0.01~16.20）× 10-3 μ m2, 平均值为0.20× 10-3 μ m2, 但粒间孔、晶间孔及微裂缝、层理缝等孔缝系统发育, 使得致密的页岩层系可成为有效储集层, 白云岩、灰云质页岩、长英质页岩的有效平均孔隙度分别为5.8%、3.3%和3.1%。页岩层系细粒沉积岩纹层及层间缝非常发育, 组成纹层的矿物成分主要有白云石、方沸石、长英质碎屑及有机质等, 其中粒状方沸石主要分布于灰云质页岩、长英质页岩中, 呈层状或团块状。荧光薄片观察表明, （方沸石）纹层及层间缝中均有烃类充注（见图4e— 图4f）。宏观层间缝平均密度为2条/m, G108-8井Ek21SQ⑨-1可达6条/m。除层间缝外, 高角度构造缝、异常高压缝、差异压实缝等也较发育, GD14井构造缝较发育, 平均密度为2条/m。
白云岩是页岩油重要的储集岩。Ek21SQ⑨页岩层系中白云石普遍发育, 以微晶— 泥晶白云岩为主, 随着深埋成岩作用的增强, 结晶程度逐渐增高, GD14井比G108-8井深约1 000 m, 白云石以微晶为主。统计表明, 白云石含量高、结晶程度高, 则储集空间相对较大, 荧光显示越好, 含油性相对越高。
沧东凹陷孔二段页岩层系整体含油性较高, 多段富集高产, 初步计算页岩油地质资源量超过2× 108 t, 展示了该区页岩油良好的效益勘探开发潜力。基于对Ek21SQ⑨地质特征的分析可知, 这套地层有机质丰度高、类型好、成熟度适中, 处于大量生油阶段, 是1套优质烃源岩, 滞留烃量大; 纹层状结构白云岩较发育, 白云石结晶程度高、储集空间大、含油性较好, 且石英、方解石以及方沸石等脆性矿物含量较高, 利于后期压裂措施改造, 具备形成良好储集层的地质条件; 同时该时期构造活动弱、断层发育少、地层横向分布相对稳定, 因物源、古地貌等因素的影响, 局部地层相对厚度较大, 综合评价认为Ek21SQ⑨中4个准层序均为富油段, 厚度为37~93 m, 平均厚70 m。
以Ek21SQ⑨-1和Ek21SQ⑨-2为例, 源储呈千层饼状互层, 地层厚度大于30 m的面积为321 km2（不包含火山岩侵入区）, 综合烃源岩热成熟度平面分布分析, Ro值大于0.5%的页岩油有利勘探面积为260 km2, 地层分布相对较厚的区域主要集中在南皮斜坡低部位及孔西斜坡一带, 受后期断裂活动的影响, 南皮斜坡低部位埋深较孔西斜坡平均大1 000 m, 热演化成熟度较高（Ro平均值为1.1%）, 是目前实现效益勘探开发突破的首选区域（见图7）。
近年来, 孔二段页岩油勘探先后部署13口探井, 其中12口井初期日产油大于5 t、6口井初期日产油大于10 t。GD6× 1井、G1608井、KN9井初期日产油大于20 t, 产油层均为Ek21SQ⑨页岩层系, 油层埋深2 800~4 200 m, 原油密度0.86~0.89 g/cm3（20 ℃）, 压力系数0.9~1.2。GD6× 1井压裂后3 mm油嘴初期日产油32.6 t, 44 mm油嘴试采20 d, 泵冲程5.2 m, 冲次2次/min, 累产油115 t, 平均日产油5.8 t; G1608井压裂后3 mm油嘴初期日产油53.13 t, 试采105 d, 泵排10 MPa, 累产油1 540.7 t, 平均日产油14.7 t; KN9井压裂改造后, 2 mm油嘴日产油29.6 t（见图8）。试采数据表明, Ek21SQ⑨页岩层系具备稳定的工业产能。不仅在Ek21页岩层系获得突破, 在Ek22和Ek23层系中也获得较大突破, G1508井Ek22层系2 mm油嘴日产油14.0 t, Z1605井Ek23层系压裂后泵排25 MPa, 日产油14.9 t。
5.2.1 水平井钻遇油层特征
在南皮斜坡低部位G1608— G1508井区, 针对Ek21SQ⑨-2准层序钻探了GD1701H水平井, 完钻井深5 465.49 m, 垂深3 851.5 m, 井斜角21.6° ~91.6° , 钻遇地层Ek21SQ⑨-1长度228 m, Ek21SQ⑨-2长度716 m, Ek21SQ⑨-3长度530 m, 水平段累计长达1 474 m。水平段气测异常活跃, 全烃1.74%~18.98%, 综合解释Ⅰ 类油层1 237.4 m/76段, Ⅱ 类油层175 m/2段, 优质油层钻遇率达96.25%。测井解释岩性以泥质灰云岩为主, 共714 m/56层, 灰云质页岩150 m/32层, 长英质页岩512 m/47层, TOC平均值3.0%, S1平均值5 mg/g, 有效孔隙度平均值7%, 广义脆性指数平均值70%。
5.2.2 水平井射孔簇位优选与体积压裂改造
为提高水平井页岩油动用效率, 在“ 密集切割、体积改造” 总思想指导下, 以源储组合模式、含油性、脆性为簇段优选的主要依据, 选择源储组合模式优、电阻率高、气测值高、S1值高、脆性较高点为射孔簇点位置, 共计优选射孔段长度1 240 m, 69簇点/21段, 簇间距平均18 m（见图9）。目前该井已开始压裂改造, 总液量43 300 m3, 每米液量平均35 m3, 总砂量2 044.4 m3, 每米砂量平均1.6 m3, 近期有望取得该区页岩油勘探的重要突破。
5.3.1 地质综合研究是页岩油勘探突破的重要基础
在以构造、岩性油气藏勘探为主的时期, 湖盆中部页岩层系已钻探井76口, 录井均为泥岩或油页岩, 虽然多口井见显示, 但受制于页岩层系是烃源岩而非储集层不能成藏的传统认识, 加上个别井页岩层系试油效果不理想, 这套层系没有引起足够重视。通过G108-8井和GD14井取心及实验数据的系统分析, 对页岩层系地质特征有了全新的认识, 其不仅发育优质烃源岩, 而且发育有效储集层, 源储一体或紧邻, 烃类显示活跃。基于此钻探的多口探井获得工业油流甚至高产, 从而揭开了沧东凹陷孔二段页岩油勘探的历史。
5.3.2 体积压裂技术是提高单井产量的有效手段
根据G108-8井岩石力学实验数据, 建立基于XMAC（正交多极子阵列声波）测井下的岩石力学数学模型以优化压裂施工参数, 形成了多次加砂-混合液压裂技术：先泵注低黏度线性胶压裂液+粉陶造缝, 大排量施工, 形成缝网, 停泵1~2 h, 然后再次加砂泵注, 通过前次压裂形成裂缝对地应力的干扰, 降低水平地应力差异系数, 提高形成缝网的程度。沧东凹陷孔二段应用复合压裂工艺24层次, 17层次获得工业油流, 占总层数的70.8%, 压前平均日产液1.45 m3, 压后平均日产液20.1 m3, 增液12.9倍, 压前平均日产油0.4 t, 压后平均日产油8.74 t, 增油20.9倍, 复合压裂技术增效明显。
5.3.3 地质工程一体化是效益动用的有效途径
根据地质认识, 优化措施工艺及压裂改造体系, 既降本又增效。KN9井是近期依据页岩层系创新认识优化施工工艺并获得成功的一口典型探井, 该井2012年3 402~3 424 m层段射孔试油（未压裂）, 水力泵排25 MPa, 日产油5.42 t（无水）。2017年9月压裂, “ 滑溜水+低伤害压裂液” 总液量为2 136 m3, 滑溜水增加了981 m3, 占比由常规压裂的43.2%提高至89.1%; 石英砂和陶粒支撑剂总量为106.1 m3, 石英砂增加了67.1 m3, 占比由常规压裂的0%提高至63.2%。与同等规模常规压裂费用相比, 压裂工艺的改变节省费用50.57万元, 降低了56.5%（见表2）。裂缝模拟表明, 压裂缝长179 m, 缝高40 m, 形成了较为复杂的裂缝网络。初期2 mm油嘴日产油29.6 t, 较压裂前产量提高了近5倍, 突破了陆相页岩油的工业油流关和稳产关。
中国渤海湾盆地沧东凹陷孔二段高位期页岩层系是长英质页岩、灰云质页岩及碳酸盐岩等混积形成的复杂纹层状集合体, 页理发育, 黏土矿物含量一般小于20%, 石英、方解石、白云石、方沸石等脆性矿物含量大于70%, 易于压裂改造形成复杂缝网。页岩层系整体为好— 很好烃源岩, 有机质类型以Ⅰ 型和Ⅱ 1型干酪根为主, TOC值平均为3.6%, （S1+S2）值平均为24 mg/g, Ro值为0.68%~1.16%, 生烃强度平均300 mg/g。储集层基质孔隙度一般小于10%, 渗透率一般小于1× 10-3 μ m2, 但粒间孔、晶间孔及微裂缝、层理缝等孔缝系统发育, 使得致密的页岩层系可成为页岩油的有效储集层。储集层中烃类充注普遍, 游离烃含量较高, 平均含油饱和度50%。勘探实践表明, 在针对性的压裂改造措施下, 该套页岩层系可形成稳定的工业产能, 突破了这套页岩层系主要为烃源岩、无储集层、无可动油的前期认识, 展示了明显的经济价值。
符号注释：
GAS— — 气测全烃, %; GR— — 自然伽马, API; Ro— — 镜质体反射率, %; Rt— — 电阻率, Ω · m; S1— — 游离烃含量, mg/g; S2— — 热解烃含量, mg/g; SP— — 自然电位, mV; TOC— — 有机碳含量, %; Δ t— — 声波时差, μ s/m。
The authors have declared that no competing interests exist.